鹽間超壓裂縫形成機制及其頁巖油氣地質意義
——以渤海灣盆地東濮凹陷古近系沙河街組三段為例

劉衛彬，周新桂，徐興友，張世奇

（1.中國地質調查局油氣資源調查中心，北京100029；2.中國石油大學（華東），山東青島266580）

0 引言

隨著油氣勘探開發程度的提高，頁巖油氣在世界能源結構中的地位越來越重要[1-4]；中國北部廣泛發育中新生界陸相湖盆沉積，具有豐富的頁巖油氣資源潛力[5-6]。松遼盆地和渤海灣盆地正緊鑼密鼓地開展頁巖油氣勘探，其中渤海灣盆地東濮凹陷古近系沙河街組三段（簡稱沙三段）頁巖有機質豐度較高，類型較好，熱演化程度適中，頁巖厚度較大，含油率較高，初步評價油氣資源總量可達10.67×108t，頁巖油氣資源潛力巨大[7]。然而，由于儲集層具有顆粒細小、礦物組成復雜、孔隙小、喉道窄、物性差、可流動性差等特點，使得東濮凹陷頁巖油氣的有效開發利用成為當前的瓶頸問題。

前人研究發現，東濮凹陷沙三段廣泛發育鹽膏巖[8]，鹽間頁巖多為超壓地層，頁巖中微裂縫十分發育[9-10]，頁巖微裂縫不僅可作為有效的油氣儲集空間，也可作為油氣的滲流通道，對頁巖油氣的賦存、運移具有舉足輕重的作用[11-13]。早在1976年，文6井鹽間頁巖裂縫中就鉆獲油斑、油浸等高級別的油氣顯示；2000年，在文古2井沙三段3 110.49～3 115.35 m井段鹽間頁巖中鉆遇超壓裂縫頁巖油，累計產油 60 m3；2009年，位于中央隆起帶的濮深18井在鹽間頁巖段見到良好油氣顯示，鄰近的濮深18-1井在井深3 252 m發生井噴，鉆井取心及成像測井均證實其為鹽間超壓裂縫頁巖油氣[9-10]。通過對東濮凹陷進行老井復查，發現沙三段鉆遇鹽間超壓裂縫頁巖油氣顯示的井共有74口?？梢?，東濮凹陷沙三段鹽間超壓裂縫頁巖具有重要的勘探價值，是一個新的找油領域。

近年來，國內外學者在裂縫的類型、成因及定量預測等方面取得了許多研究成果[14-19]，但多集中在構造裂縫和非構造裂縫方面[20-21]，對鹽間超壓裂縫的研究相對較少，鹽間超壓裂縫頁巖油氣的勘探開發缺乏理論支撐。本文以東濮凹陷沙三段鹽間頁巖儲集層為例，通過巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡分析、測井資料分析、流體包裹體分析、地層壓力反演等方法，對東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓成因、超壓裂縫發育特征、形成機制及其意義進行研究，為研究區鹽間超壓裂縫頁巖油氣藏的評價及有效開發提供理論依據。

1 區域地質概況

東濮凹陷位于中國東部渤海灣盆地南段，于古近紀發育一個典型的富油氣鹽湖盆地，勘探面積約5 300 km2，東、西兩側分別為魯西隆起和內黃隆起，北部與臨清坳陷相鄰（見圖1）。東濮凹陷受斷裂構造的控制，呈現“兩洼一隆一斜坡”的構造格局，構造帶北部主要發育西部洼陷（柳屯—胡狀集地區）及東部洼陷（濮城—前梨園地區）兩大生烴洼陷。古近系沙河街組是研究區主要勘探目標層系，總厚度約5 000 m，自上而下分為一段（Es1）、二段（Es2）、三段（Es3）、四段（Es4）[22]。其中，沙三段（Es3）在研究區分布最廣、厚度最大，屬于半深湖—深湖相沉積，巖性主要為灰、深灰色頁巖與灰色粉砂巖、細砂巖、鹽膏巖不等厚互層，既是主要生烴層系，又是主要的儲集層，勘探潛力巨大。

東濮凹陷沙三段最突出的特征是沉積了 3套巨厚且分布廣泛的鹽膏層，自下而上分別是 Es34鹽、Es33鹽、Es32鹽，除 Es33鹽分布范圍較小以外，其他鹽層分布范圍廣、厚度較大且相互疊合，形成多層屏蔽的區域性蓋層[23]。Es34鹽主要分布于文留—前梨園地區，面積約450 km2，沉積中心在濮深7井附近，厚約600 m（見圖1）。Es32鹽分布范圍向西遷移，主要分布在柳屯—戶部寨、胡狀集、文留及前梨園洼陷西側，面積約400 km2，沉積中心在柳屯洼陷南部，厚度約為500 m（見圖1）。東濮凹陷沙三段鹽膏層的廣泛發育為頁巖超壓和鹽間超壓裂縫的形成提供了良好地質條件。

2 超壓分布特征及成因

2.1 超壓分布特征

根據中國東部超壓盆地壓力劃分方案[24]，結合東濮凹陷沙三段壓力分布特征，對研究區壓力系統作如下劃分：壓力系數0.8～1.0為常壓、壓力系數1.0～1.2為弱超壓（也是壓力過渡帶）、壓力系數1.2～1.5為超壓、壓力系數大于1.5為強超壓。

東濮凹陷沙三段地層壓力數據統計結果顯示超壓現象十分明顯，平均壓力系數大于1.2（見圖2）?？v向上，地層壓力隨深度的增加逐漸變大，呈階梯狀遞增，且具有明顯的分帶性，壓力系統轉換界面深度分別為3 000 m、4 100 m，主要分布在沙三中亞段和沙三下亞段。不同地區的超壓分布具有差異性（見表 1），文留地區地層壓力最大，平均壓力系數為 1.39，壓力系統轉換界面深度分別為3 100 m和4 200 m；其次為濮衛地區，平均壓力系數為 1.23，壓力系統轉換界面深度分別為3 000 m和4 100 m；胡慶地區壓力系數最小，平均為1.18，壓力系統轉換界面深度為2 900 m。平面上，地層壓力分布呈現明顯的分區性，由西向東逐漸增大，壓力系統轉換界面深度由西向東逐漸增加。主要有3個超壓中心，第1個超壓中心位于文留地區，壓力系數普遍大于 1.3，最高可達 1.9，是研究區壓力系數最高的區域；第2個超壓中心位于戶部寨地區，壓力系數為1.2～1.7；第3個超壓中心在胡狀集和慶祖集地區，壓力系數為1.1～1.5（見圖3、圖4）。

2.2 超壓成因

2.2.1 鹽膏層封堵及欠壓實作用

通過對比發現，研究區超壓縱向和平面分布與鹽膏巖的空間分布具有明顯的對應關系（見圖2、圖3）。沙三段地層超壓主要分布在鹽膏巖層之下，超壓帶頂界面與Es32鹽相對應，其下地層壓力系數突增至1.5；強超壓帶頂界面與 Es34鹽相對應，其下地層壓力系數最高可達2.0。分析認為，鹽膏巖層對超壓的形成和保存均具有重要作用：①鹽膏巖層巖性致密，孔喉不發育，封蓋作用較好，排替壓力較大，使頁巖中流體難以向上排出，形成欠壓實，導致超壓的產生；②埋藏達到一定深度時，鹽膏巖層中的礦物轉化發生脫水作用，1 m2的石膏脫水變成硬石膏可釋放出0.486 m3的水[25]，這些脫出水進入相鄰地層導致壓力增大，進一步增強頁巖欠壓實作用形成超壓[26]；③膏鹽層在較高溫度和壓力條件下具有塑性強、易流動的特點，不會輕易產生裂縫，新產生的裂縫會被充填而無法穿透鹽膏巖層，使得超壓得以保存。

表1 東濮凹陷沙三段地層壓力系統結構特征（數據來源于實測壓力）

圖3 東濮凹陷北部地區沙三段鹽膏巖厚度分布圖

2.2.2 生烴增壓作用

圖4 東濮凹陷沙三段壓力系數與鹽間超壓裂縫分布規律及匹配關系圖

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖沉積厚度大，最厚可達500 m，總有機碳含量為 0.14%～6.19%，干酪根類型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，含有部分Ⅰ型，以生油為主，絕大部分有機質熱演化進入了凝析氣—濕氣甚至干氣階段，是東濮凹陷成烴的主要層系。對比壓力系數與有機質演化特征發現（見圖2），研究區的超壓帶發育深度與有機質熱演化達到成熟階段的深度基本一致，為3 000～4 100 m；強超壓帶發育深度與高成熟階段深度一致，表明研究區超壓分布與烴源巖生烴熱演化在時空上具有一致性。分析認為，烴源巖中有機質達到生油門限之后會產生大量油氣，干酪根向油氣轉化是一個密度由大變小的過程，在高地溫場條件下，生成流體的體積會發生膨脹[27]（原油的膨脹系數為 0.955×10-3，巖石骨架的膨脹系數僅為0.009×10-3），由于上、下鹽膏巖層封堵條件良好，烴類不能及時向外運移，大量聚集引起地層壓力增大而產生超壓。

2.2.3 黏土礦物轉化脫水作用

通過對東濮凹陷沙三段頁巖黏土礦物測試分析可知，其主要成分為伊利石，其次為伊蒙混層（見圖2），超壓發育深度和黏土礦物脫水轉化深度呈現對應關系，超壓段內伊利石含量顯著增大，伊蒙混層含量逐漸降低，說明黏土礦物的轉化脫水作用對超壓的形成具有一定貢獻。分析認為，由于含鹽地層富含鉀離子，鹽膏巖層具有較好的導熱性，隨著地層埋深的增加，地層溫度不斷升高，當地層溫度達到蒙脫石的脫水門限時，蒙脫石向伊利石轉化并釋放大量晶格層間水和吸附水，理論上可使孔隙水含量增加6.6%[28]，在鹽膏巖層形成的封閉體系內，黏土礦物轉化脫出的水無法排出，從而造成孔隙壓力的升高形成超壓。

2.2.4 斷層封閉作用

良好的構造配置關系和較強的斷層封閉性是異常高壓產生和保存的重要條件。以文東構造帶為例，該構造帶是一個較為完整的滾動背斜構造帶，徐樓斷層與文東斷層相交錯斷，形成反屋脊式組合關系，使兩側鹽膏巖與砂巖、頁巖對接配置，形成巖性對置封閉。此外，根據斷層活動速率研究認為，文東斷裂帶活動時期是沙河街組—東營組沉積初期，東營組沉積期之后斷層不活動，未切穿東營組[21]，因此可知，文東斷裂帶活動期在第一次成藏期之前，成藏期不活動，具有封堵性。綜上認為，文東斷裂帶封閉性良好，對儲集層中流體的運移起到很好的封堵作用，使得儲集層中的流體無法及時排出而形成欠壓實，使斷層控制的鹽間地層形成超壓。

綜合分析認為，鹽膏巖層封堵及欠壓實作用、生烴增壓作用、黏土礦物轉化脫水作用、斷層封閉作用是形成東濮凹陷沙三段超壓的 4個主要因素，其中鹽膏巖層封堵欠壓實作用、斷層封閉作用是主要靜態因素，生烴增壓作用是主要動態作用，黏土礦物轉化脫水作用是次要動態作用，各因素在時空上的相互配置形成研究區超壓發育系統。

3 鹽間超壓裂縫發育特征及形成機制

3.1 鹽間超壓裂縫發育特征

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖地層中普遍發育微裂縫，超壓發育區取心井鹽間頁巖樣品鑄體薄片和掃描電鏡觀察發現，微裂縫多分布在鹽間和鹽下地層中，微裂縫附近地層石膏、硬石膏膠結現象顯著，壓力系數越大，微裂縫的發育程度越高（見圖5），因此，定義此類與鹽間超壓作用有關的頁巖微裂縫為鹽間超壓裂縫。

鹽間超壓裂縫主要發育在鹽間超壓頁巖地層中，產狀不規則，分布不受構造應力場及局部構造的控制。鹽間超壓裂縫單體規模較小，延伸長度短，寬度不一，常呈纖維狀、脈狀，密度和開度較大。根據幾何形態判斷，屬于拉張應力下形成的拉張縫，大多數鹽間超壓裂縫均可見油氣充注現象和油氣運移痕跡（見圖6）。

圖5 東濮凹陷文260井（a）和濮141井（b）Es33層鹽間超壓裂縫發育特征

3.2 超壓與鹽間超壓裂縫的關系

根據東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓裂縫發育參數定量表征結果（見表2），對鹽間超壓裂縫的分布進行研究，結果表明，鹽間超壓裂縫發育程度隨深度的增加呈現階梯式遞增，鹽間超壓裂縫的發育密度在3 000 m深度開始突增，至4 100 m后再次增大，最大面密度為3.12 cm/cm2，這兩個深度界限與上文劃分的超壓和強超壓頂界深度相吻合。將東濮凹陷沙三段頁巖鹽間超壓裂縫的面密度、開度與地層壓力系數的平面分布相疊合，發現鹽間超壓裂縫的發育程度與超壓的分布對應關系較好，隨著壓力系數的增大，鹽間超壓裂縫的發育規模逐漸增大。鹽間超壓裂縫主要發育在壓力系數大于1.2的區域，緊密圍繞東濮凹陷3個超壓中心分布，以文東地區鹽間超壓裂縫最為發育，其次為戶部寨地區，胡狀集地區發育較少（見圖4）。

鹽間超壓裂縫的長度、開度、密度等表征參數與壓力系數之間的統計結果顯示，鹽間超壓裂縫的發育程度與地層壓力系數具有很好的正相關關系（見圖7），反映地層超壓對鹽間頁巖超壓裂縫形成具有控制作用。

3.3 鹽間超壓裂縫形成機理及演化模式

3.3.1 力學機制

巖石所受的總應力（δ）由巖石骨架承擔的有效應力（S）和孔隙流體壓力（P）構成，其中有效應力是引起巖石形變產生破裂的主因[29]，δ為S與P的差?？紫读黧w壓力通過與巖石骨架相互作用，改變巖石應力狀態，可抵消巖石所承受的壓應力，使應力莫爾圓向左移動。當孔隙流體壓力增大到一定程度時，莫爾圓與破裂包絡線相交，巖石所受的力由擠壓應力轉變為拉張應力，達到巖石骨架破裂極限，此時巖石就會發生破裂產生超壓裂縫，故超壓裂縫也多為拉張縫。

3.3.2 鹽間超壓裂縫形成機制及期次

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓產生的主要動態因素為生烴增壓作用，鹽膏巖層封堵及斷層封閉均為靜態因素，鹽間超壓裂縫形成時間應與烴類大規模充注時間相一致。綜合油氣成藏史和地層壓力演化史可推測鹽間超壓裂縫的形成時間，也可以通過測定鹽間超壓裂縫中充填的烴類包裹體均一溫度來推斷鹽間超壓裂縫的形成時期。

圖6 東濮凹陷沙三段鹽間超壓裂縫發育特征

表2 東濮凹陷沙三段鹽間超壓裂縫發育特征及表征參數

蔣有錄等[30]對東濮凹陷沙三段烴源巖開展了熱演化史及生排烴史模擬實驗，結果表明研究區存在 2次大規模生排烴期：①東營組沉積中后期至抬升初期（距今約23～31 Ma）；②明化鎮組沉積末期至今（距今約0～7 Ma）（見圖8）。其中第①期排烴量約占總排烴量的 80%，為主生排烴期。東濮凹陷沙三段地層壓力恢復結果表明，東營組沉積之前（距今27 Ma以前）為超壓原始積累階段，由于烴類的充注以及構造的反轉擠壓使地層壓力不斷累積增大，距今25～30 Ma進入超壓階段（壓力系數大于 1.2），至東營組沉積后期地層壓力達到最大。而后由于構造作用增強，地層巖石大規模破裂，流體排出，超壓釋放。至館陶組沉積期重新開始累積，距今5 Ma地層重新進入超壓階段。通過對鹽間超壓裂縫中烴類流體包裹體測溫發現，鹽間超壓裂縫中存在 2期烴類包裹體，其中第Ⅰ期烴類包裹體均一溫度為90～140 ℃，形成時間大約為距今25～30 Ma；第Ⅱ期烴類包裹體均一溫度為120～150 ℃，形成時間大約為距今0～5 Ma（見表3）。綜合分析生排烴期、古壓力恢復、超壓縫中烴類包裹體測溫結果發現，三者所得結果互相吻合，可推斷鹽間超壓裂縫的形成有2期，分別為距今25～30 Ma和距今0～5 Ma。

圖7 東濮凹陷沙三段地層壓力系數與鹽間超壓裂縫密度（a）、開度（b）、長度（c）定量關系圖

圖8 東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓裂縫形成機制及期次

沙三段頁巖中的超壓裂縫形成與油氣大規模充注基本同期發生，時空配置關系良好，使得超壓裂縫不僅可以作為油氣生成時的有效儲集空間，也能作為頁巖中油氣初次運移的通道，對沙三段鹽間頁巖油的聚集和微距離運移起到至關重要的作用。

3.3.3 演化模式

富有機質頁巖中干酪根的生排烴作用、鹽膏巖層封堵作用是形成鹽間超壓裂縫的主要原因[31]，鹽間超壓裂縫的形成可分為 4個演化階段：①地層溫度隨著埋藏深度的增加而升高，當地層溫度升至90～140 ℃達到生烴門限時，干酪根開始大量生烴，同時鹽膏巖、黏土礦物開始大量轉化脫水，生成的大量烴類和水在良好封閉條件下難以排出，造成地層流體壓力迅速增高而形成異常高壓，誘導鹽間超壓裂縫的生成（見圖9a）；②頁巖儲集層孔喉小、滲透性差，干酪根分解生成的烴類不能及時排出，導致干酪根內部流體壓力不斷增加，在干酪根和圍巖之間形成壓差，流體壓力在干酪根邊緣和尖端聚集，不斷增大，直到超過巖石的破裂強度發生破裂，裂縫從纖維狀干酪根的尖端起裂，并沿著薄弱路徑順層延伸（見圖9b）；③單條裂縫以孤立干酪根為中心沿長軸方向開裂，并優先沿干酪根邊部、碎屑顆粒邊緣或黏土礦物晶間孔等破裂強度較低的路徑向兩端水平延伸，同一裂縫在延伸過程中可連接多個干酪根，在末端彎曲變細。平行裂縫之間彼此靠近，孔隙流體壓力場重疊，逐漸匯聚成菱形結環，改變裂縫的延伸方向（見圖9c）；④大量干酪根形成的生排烴裂縫在最大壓力梯度和最小破裂路徑的聯合約束下彼此匯聚、交叉、連接，最終形成一個復雜的裂縫網絡（見圖9d）。

表3 超壓裂縫中烴類包裹體均一溫度和形成時間分析表

圖9 東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓裂縫形成演化模式

4 鹽間超壓裂縫的頁巖油氣地質意義

4.1 對儲集空間和滲流能力的影響

富有機質頁巖既是傳統意義上的烴源巖，又是頁巖油氣的儲集層[32]。頁巖具有極低的孔隙度和滲透率，根據全巖心物性實測數據，東濮凹陷沙三段頁巖的孔隙度一般小于 5%（平均為 2.6%），滲透率一般小于0.1×10-3μm2（平均為 0.037×10-3μm2）。頁巖油氣在如此差的物性條件下很難發生運移和富集。對于“自生自儲自封閉”的鹽間超壓頁巖油氣藏，干酪根生排烴產生的鹽間超壓裂縫形成的高滲透性網絡對頁巖油氣的儲集和流動起著至關重要的作用。

采用 Monte Carlo多次逼近法計算沙三段鹽間超壓裂縫的孔隙度為0.02%～0.97%（平均為0.58%），對頁巖孔隙度的貢獻率約22.3%；鹽間超壓裂縫的滲透率為（0.001～0.860）×10-3μm2，平均為 0.019×10-3μm2，對頁巖滲透率的貢獻率約51.4%?？梢?，鹽間超壓裂縫既可以作為儲集空間大幅提高頁巖儲層的孔隙度，又是頁巖油氣滲流的最主要的通道。

干酪根生烴增壓作用是油氣運移最主要的動力[33]，因其產生的超壓裂縫又是頁巖油氣初次運移的重要通道[34]。以干酪根為中心，生烴增壓作用產生超壓裂縫順層水平延伸，并通過末端相互連接。在流體壓力驅動下，新生成的頁巖油氣沿著頁巖中阻力最小的方向移動，逐漸向尺度更大的構造裂縫、成巖裂縫中匯聚，實現頁巖油氣的短距離運移。初次運移結束后，大量有機質和剩余油氣殘留在裂縫網絡中，構成相互連通的有機質網絡，最終演化為有機質孔富集發育帶，成為頁巖油氣的主要儲集空間。因此，超壓頁巖中多種類型、多種尺度裂縫相互連通的裂縫網絡既是頁巖油氣初次運移的主要通道，又是頁巖儲集層重要的儲集空間，控制著頁巖油氣的聚集和富集。

4.2 對儲集層產能的影響

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖油氣藏壓裂試油資料和生產數據表明，高產頁巖油氣井段均發育鹽間超壓裂縫，頁巖油氣產量與鹽間超壓裂縫發育程度具有正相關關系（見圖10）。對比相同構造位置、同一頁巖層系、相似巖性組合特征但鹽間超壓裂縫發育程度不同的胡83井和慶65井試油結果，鹽間頁巖超壓裂縫較為發育的慶65井初始產油量高達10 t/d，隨著試油進行，產能略有下降，但整體產量均在6 t/d以上；鹽間頁巖超壓裂縫發育較差的胡83井平均產油量僅為2 t/d左右（見圖11），由此可見，鹽間超壓裂縫的發育程度控制著頁巖油氣的富集程度及產出能力。

圖10 裂縫密度與產油量關系圖

圖11 單井產量對比圖

4.3 對壓裂改造的作用

頁巖斷裂力學分析和三軸水力壓裂模擬實驗表明[35-36]，天然裂縫發育是實現頁巖水平井大型體積壓裂的前提，水力壓裂裂縫在溝通天然裂縫時會在阻力較弱的裂縫面中延伸，并在尖端發生分叉、轉向和交叉，進而影響其繼續延伸和形態[37]。鹽間超壓裂縫主要沿順層水平方向延伸且成組密集發育，因此，在頁巖水平井大型水力壓裂改造時，水力壓裂裂縫延伸過程中容易溝通連接水平順層分布的鹽間超壓裂縫富集帶，形成復雜的柵欄型或網狀裂縫[38-39]，顯著增加水力壓裂造縫帶的寬度和長度，整個體積縫網所能連通的頁巖范圍也將大大增加，大幅度提高了頁巖大型體積壓裂的生產效果。

5 結論

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖地層中多發育超壓，地層壓力在縱向上隨深度增加呈階梯狀遞增，在平面上呈分區性，與鹽膏巖層展布密切相關，鹽膏巖層封堵及欠壓實作用、生烴增壓作用、黏土礦物轉化脫水作用、斷層封閉作用是形成東濮凹陷沙三段超壓的4個主要因素，各因素在時空上相互配置形成研究區的超壓發育系統。

鹽間超壓可在頁巖中產生超壓裂縫，超壓裂縫規模較小，但發育密集且為拉張縫，伴隨油氣充注，有效性較好。富有機質頁巖中干酪根的生排烴作用、鹽膏巖層封堵作用是形成鹽間超壓裂縫的主要原因，沙三段頁巖中的鹽間超壓裂縫形成與油氣大規模充注基本同期發生，分別為距今25～30 Ma和距今0～5 Ma，時空配置關系良好，有利于鹽間超壓裂縫充分發揮其油氣儲集和運移作用。

鹽間超壓裂縫既是頁巖油氣的有效儲集空間，又是頁巖油氣滲流的最主要通道。鹽間超壓裂縫的存在可大幅提高儲集層的孔隙度和滲透率。鹽間超壓裂縫的發育程度與頁巖油氣單井產能呈正相關關系。鹽間超壓裂縫、構造裂縫、成巖裂縫等多種成因的不同尺度裂縫逐級匯聚形成相互連通的裂縫網絡，共同控制著頁巖油氣的運移和富集。在頁巖油氣開發過程中，鹽間超壓裂縫可影響水力壓裂裂縫的延伸和形態，形成復雜的高滲透縫網，大幅增加縫網波及范圍，提升水力壓裂效果。